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篮球押注用什么app:专有技术

一、煤化工

1、煤焦油加氢

胜帮公司拥有丰富的煤焦油加氢经验及业绩。公司先后开发出煤焦油固定床加氢、悬浮床加氢、沸腾床加氢、全馏分加氢、延迟焦化+固定床加氢工艺。累计[hf1] 承接煤焦油加氢设计、EPC总包项目，目前已开车投产项目11项。

胜帮焦油加氢可根据业主原料性质选择最佳加氢工艺路线，实现效益最大化。

2、粗苯加氢

胜帮公司粗苯加氢工艺生产的产品质量高，尤其是含硫低；产品收率高，加工损失少；工艺中不使用酸碱，环境保护好，没有外排的废渣、废液、废气；产品质优价高，经济效益好。

累计承接粗苯加氢设计、催化剂项目10[hf2] 项，装置运行稳定。

3、粉煤热解

胜帮公司粉煤热解技术利用提升管反应器进行粉煤快速热解，将粉煤快速热解转化为煤焦油、粉焦、煤气，减少了煤焦油在高温条件下的二次裂解，有利于提高煤焦油收率，所得煤焦油进一步加工利用生产化学品和燃料产品；反应过程中以循环煤气作为载气，无其他惰性气体进入，煤气产品有效气组分含量高，热值高，可作为煤化工和精细化工的制氢原料或化工原料。

该技术工艺流程简单，操作条件缓和，投资低，焦油产率高，煤气品质好、产率高，项目整体经济性较好，可作为煤炭分质利用的基础技术广泛推广，为煤炭深加工提供基本利用途径，全球首套120万吨粉煤热解装置2022年12月已投产，已实现连续稳定运行。

4、煤气化制氢

煤气化制氢是以煤为原料，首先通过气化将煤转变为以CO+H₂为主的粗煤气，再经变换将粗煤气中的CO转变为氢气，最后进入PSA变压吸附制取高纯度氢气。一般包括煤气化、煤气净化、CO的变换以及H₂提纯等主要生产过程。

该工艺技术成熟，制氢成本低，投资高，适用于为用氢量大的生产装置配套。

5、甲醇制氢

甲醇制氢工艺采用甲醇经过分解、CO变换转化为H₂和CO₂，再经冷却分液、水洗后进入PSA变压吸附制取高纯度氢气。

该制氢工艺具有原料来源方便、技术成熟、工艺过程简单、易操作等特点，适宜为用氢量不大的生产装置配套。

6、天然气制氢

天然气制氢主是以天然气为原料，以水蒸汽为氧化剂，在催化剂作用下使组成CnHm的烃类和水蒸汽反应，转化为气体H₂和CO，同时伴生CO₂和少量残余的CH₄，而CO再通过后面的变换反应继续与水蒸汽反应生成H₂和CO₂。反应产物最终通过PSA变压吸附制取高纯度氢气。

该工艺技术成熟，生产应用稳定可靠，制氢成本主要受天然气价格决定，适宜具有稳定天然气来源的项目进行制氢应用。

7、兰炭改造

该工艺是针对现有兰炭装置进行工艺改造，主要改造内容包括：降低原料煤成本和适用性，改造为小粒煤进料；提高煤气品质，采取富氧燃烧技术进行燃烧系统改造；降低环境污染，采取干熄焦方式进行技术改造；采取煤气净化制LNG，提高产品附加值。

该工艺通过降低生产成本，提高产品附加值，减少环境污染等多种措施，改善兰炭装置的经济性，同时可与焦油加氢技术集成进行上下游一体化综合发展。

8、甲醇制丙烯（MTP）

甲醇制烯烃工艺是煤基烯烃产业链中的关键步骤，其工艺流程主要为在合适的操作条件下，以甲醇为原料，选取适宜的催化剂（ZSM-5沸石催化剂、SAPO-34分子筛等），在固定床或流化床反应器中通过甲醇脱水制取低碳烯烃。根据目的产品的不同，甲醇制烯烃工艺分为甲醇制乙烯、丙烯（MTO），甲醇制丙烯（MTP）。

MTP作为一种新型丙烯生产工艺，在合适的操作条件下，以甲醇为原料，采用适宜的催化剂，通过甲醇脱水制取主要产物丙烯，同时副产液化气和汽油产品。

该工艺具有：丙烯产量最大化；工艺简单，易操作；采用低结焦催化剂，再生能耗、物耗低；可根据上下游产物链调变产物分布等优点。

9、加氢热解

胜帮公司粉煤加氢热解技术利用提升管反应器进行粉煤加氢热解。在一定氢压和温度下，将粉煤加氢热解转化为煤焦油、粉焦、煤气。由于氢气参加煤的热解过程，所以加氢热解在一定程度提高热解气体中烃类化合物以及焦油中轻质芳香烃的含量。

该技术工艺得到的焦油收率高，煤气品质好，项目整体经济性较好，是一项极具应用潜力的煤炭分质利用技术。

10、双介循环热解新技术

针对目前传统直立式兰炭炉煤气热值低、污水量大难处理等问题，胜帮科技双介循环热解新技术运用流化加热、煤焦油油洗、干熄焦等技术进行耦合开发，新技术具有煤焦油收率高，煤气热值高易于利用，废水量少、易处理等特点。

11、全馏分加氢

胜帮公司煤焦油全馏分加氢技术，以中低温煤焦油为原料，通过三段固定床加氢工艺，即依次对煤焦油进行双烯烃加氢饱和、加氢精制以及加氢改质，可实现汽油和柴油油品收率以及柴油十六烷值的较大提升。该工艺技术为胜帮公司自主开发，具有工艺流程简单、技术先进和成熟可靠的特点。

目前本公司已承接2套全馏分加氢项目，其中新疆宣力环保能源有限公司50万吨/年煤焦油加氢项目为国内首套固定床全馏分煤焦油加氢项目。

12、荒煤气制LNG联产合成氨工艺

荒煤气制液化天然气（LNG）联产合成氨工艺是以荒煤气为原料，通过深度净化和高度集成，克服荒煤气热值低、杂质含量高、有害组分复杂、氮气含量高的应用瓶颈。工艺流程包括：净化（横管冷、电捕焦、水洗氨、PDS脱硫和TSA）、变换、MDEA脱硫脱碳、有机硫加氢、超精脱、甲烷化、脱水脱苯、深冷分离（制LNG）和合成氨。

关键技术：宽温耐硫变换工艺和绝热固定床甲烷化工艺；循环冷剂制冷循环工艺；氨合成塔采用三段绝热型结构，外筒采用热壁塔工艺，温度调节简单，阻力低。

技术指标：相较于进LNG深冷分离装置原料气，甲烷回收率约95%；氢气利用率占CO变换后总氢的80%左右；氨净值高，达18%以上。

荒煤气制LNG联产合成氨工艺流程简单，技术成熟，易操作，具有显著的经济效益和社会效益。该技术已成功应用于工业化装置，可作为荒煤气资源综合利用的基础技术广泛推广，为荒煤气加工利用提供良好途径。

13、胜帮油页岩干馏技术

胜帮油页岩干馏技术是在粉煤热解技术基础上开发而来。

胜帮油页岩干馏技术具有以下特点：（1）油页岩利用率高，不受粒径限制；（2）页岩油收率高；（3）干馏气热值高；（4）页岩灰碳含量低；（5）工艺流程简单，安全可靠，易于大型化；（6）工艺废水量少，节能环保；（7）能量利用充分，综合能效高

以200万吨/年油页岩为原料做产业链规划，产品页岩油22.0万吨/年、液化气3.0万吨/年，干气5.0万吨/年，页岩灰150.0万吨/年，污水10万吨/年。其页岩油可以进一步深加工、加氢制取燃料油等。

二、炼油

1、悬浮床加氢技术

胜帮科技有限责任公司的悬浮床加氢技术以重劣质油或煤粉为原料，采用强制循环悬浮床反应器，在高温高压、临氢条件下对原料进行加氢处理，可将重劣质油或煤粉加氢裂解生成分子量相对较小的有机化合物，降低油品的粘度，同时脱除原料中的残炭、金属并降低油品中S、N、O等杂原子含量，最大化生产轻质油品。

该技术有如下特点：（1）原料适应好，可实现各种重劣质油（重质煤焦油、劣质渣油、油砂沥青等）及煤粉的最大转化。（2）悬浮床加氢反应采用强制循环悬浮床加氢反应器，反应器传质、传热效果好，反应器内温度均匀，不易固体沉积和反应器飞温。（3）纳米级高效廉价金属催化剂，添加量小。（4）首次将供氢溶剂的供氢技术引入煤焦油悬浮床加氢，加氢过程采用多途径供氢，能有效抑制煤焦油重油高温结焦副反应，提高轻油收率。（5）供氢溶剂来源于原料煤焦油，无需额外采购原料生产供氢溶剂。

2、国Ⅴ柴油超深度加氢脱硫技术

针对生产满足国Ⅴ排放标准即硫含量<10μg/g的清洁柴油的需要，成功开发了柴油超深度加氢脱硫技术。

该技术可以满足炼油企业以直柴、催柴和焦柴或其混合油为原料生产符合国V排放标准柴油的需要。该技术加氢脱硫和脱氮活性高，对原料适应性强，可加工各类含硫柴油及其混合油，可在较高空速、较低氢油比条件下实施，可优化利用反应器内部空间、改善物流分配。

3、劣质柴油加氢转化生产高辛烷值汽油调和组分/轻芳烃技术

该技术实现了原料芳烃的选择性加氢转化，在设计工艺条件下，加工劣质催化柴油或煤焦油馏分，可以生产收率~50%的车用汽油调和组分，其RON高达90~95，硫含量小于10?g/g。改质柴油硫含量小于10?g/g，十六烷值较原料提高10~15个单位。

4、催化裂化汽油选择性加氢技术

该技术可生产硫含量符合国Ⅴ排放标准的车用汽油产品。

工艺流程包括：全馏分选择性加氢（SHU）及分馏，重汽油选择性加氢脱硫（HDS），FCC汽油轻馏分无碱脱臭后与催化柴油吸收分馏，二硫化物易于进入到催化柴油中，能够降低塔顶轻汽油的总硫含量。

全馏分选择性加氢（SHU）及分馏，重汽油选择性加氢脱硫（HDS）。在SHU过程中，硫醇、轻硫化物和二烯烃含量降低，但总硫含量并不降低，仅把轻硫化物转化成重硫化物，无H₂S生成，烯烃不被饱和，所以产品辛烷值不损失。SHU后，经分馏可以生产低硫和无硫醇的轻石脑油，硫醚化生成的重质硫化物在分馏的时候留在重质汽油中。重质汽油去后续的选择性加氢脱硫单元。

标定结果表明，加工硫含量455~476?g/g、烯烃含量29.5~30.5 v%的MIP汽油, 精制汽油产品硫含量9.4~9.9?g/g、RON损失平均1.75个单位，精制汽油产品收率为99.75%。

技术可以生产硫含量符合国Ⅴ排放标准的车用汽油产品，经济效益和社会效益显著。

5、石脑油加氢兼产C₅/C₆异构化装置进料技术

石脑油加氢兼产C₅/C₆异构化装置进料技术在石脑油加氢单元内集成了双吸附剂深度脱硫/脱氨系统，能够将石脑油加氢单元生产的抜头油硫、氮含量降低到极低的水平。C₅/C₆异构化装置采用贵金属催化剂，对进料中的硫和氮含量要求非常苛刻，通常要求进料中的硫、氮含量均小于0.1?g/g。而常规石脑油加氢单元抜头油的硫、氮含量无法满足这一要求。采用该技术可以使石脑油加氢单元抜头油硫、氮含量满足C₅/C₆异构化装置进料要求。

典型工业装置操作条件为：操作压力：常压~8.0MP，操作温度：常温~320℃。拔头油产品经吸附处理后，硫、氮含量均小于0.1?g/g，可很好满足C₅/C₆异构化装置进料要求。

该技术成熟可靠，2014年已在某公司首次工业应用，并已取得很好效果。

6、沸腾床加氢技术

沸腾床加氢裂化是指反应器中催化剂与重油构成流体流动的特征，重油从反应器下部送入，自下向上流动，催化剂处于运动状态，好像沸腾液体。沸腾床加氢裂化工艺的最大优势是原料适应性广，可以加氢处理各种重质原油的渣油、最劣质的原油、油砂沥青油、页岩油等，能够大幅度提高渣油的转化率，从而提高全厂的轻油收率。同时，催化剂实现了在线置换，生产装置连续运转周期可至3~5年，能够适应长周期运行的要求。

沸腾床渣油加氢反应器温度均匀、压降低且恒定，传热传质效果好。因而该工艺操作灵活、原料适应性好。劣质渣油经过沸腾床加氢处理后，能够达到较高的杂质脱除率和转化率，同时能保证装置的长周期稳定运转。

以减压渣油（CCR≥20%，Ni+V≥200mg/g）为原料，在反应温度400~450℃，体积空速0.2~1.0h^-1等条件下，加氢脱金属（镍+钒）率为50%~95%，脱硫率50%~90%，>500℃渣油转化率为30%~85%。

沸腾床渣油加氢技术可以很好地适应加工劣质、高硫原油的减压渣油，能够达到较高的杂质脱除率和转化率，同时能保证装置的长周期稳定运转，经济效益以及社会效益明显，应用前景十分广阔。

沸腾床加氢具有灵活的操作模式，可以与其他加工工艺灵活组合，既可以拓展炼厂重油加工的原料来源，还可以大幅度提高总体经济收益，具有很好的应用前景。

7、加氢裂化

加氢裂化可以使用各种不同原料，但对原料中的杂质含量有要求。原料中的有机氮化合物对沸石载体有明显的中毒作用。一般要求进加氢裂化反应器的进料氮含量＜10ppm，为了保证达到这一要求，一般在加氢裂化反应器前设精制反应器，或者在裂化反应器中设精制段；砷、铅等杂质也会使催化剂中毒，一般要求裂化反应器的进料中砷＋铅含量不超过500ppm；铁盐沉积在催化剂上会使床层压降增大，所以要控制原料油铁含量＜2ppm。

加氢裂化催化剂是具有加（脱）氢功能和裂化功能的双功能催化剂。加（脱）氢功能由金属组分提供，常用的金属组分为Mo、W、Ni、Co，这些金属组分常组合使用。酸性功能由载体提供，常用的载体有无定型硅铝和沸石，二者可以单独使用，也可组合使用。

加氢裂化的主要反应有：烷烃和烯烃的裂化；异构化和环化反应、烯烃的饱和反应、单环化合物的侧链断裂化或生成异构体；双环以上环烷烃发生异构裂环反应；稠环芳烃通过逐环加氢，裂化生成较小分子的芳烃及芳香环烷烃。

加氢裂化的工艺类型，根据反应特点可分为单段和两段二种工艺过程：单段工艺过程中又分为在一个反应器中装一个或组合催化剂的工艺和使用二个反应器的单段串联馏程，其中第一个反应器为精制反应器，第二个为裂化反应器；两段工艺过程则在一组反应器之间，反应产物要经气液分离和分馏，将气体及轻质产品进行分离，重质反应产物和未转化油再进入另一个裂化反应器。

如果按转化深度分，又可分为尾油循环和单程一次通过流程。

反应压力的选择主要决定于原料质量、转化深度及目的产品质量要求等。根据目的产品不同又可分为中馏分油（喷气燃料、柴油）型和轻油型（重石脑油）。

8、渣油加氢

我国自行设计和引进的渣油加氢都是固定床加氢工艺，主要用来为重油催化裂化提供原料，同时发生一定的裂化反应以获取部分柴油和石脑油。这种工艺操作比较简单，其缺点是生产周期比较短，一般不超过1年。为维持适当的运转周期，将渣油原料的Ni+V含量控制在＜100ppm为宜。

固定床渣油加氢的工艺流程与一般加氢工艺相似，由于催化剂品种多，装填量大，一般都采用多个反应器，同时为了弥补操作周期短的缺点，一般采用二系列并联操作。

由于渣油中的杂质较多，所以须有多种催化剂复合使用，反应器一般装有支撑保护剂，脱金属剂，脱硫剂，脱氮剂四大类多种牌号的催化剂。为了提高转化率，有时还装有裂化催化剂；为了降低床层压降，催化剂采用级配装填。根据实际运转经验，固定床渣油加氢工艺的脱硫率＞85％，脱氮率＞55％，脱金属（Ni+V）率＞75％，脱残炭率＞55％。

9、加氢精制（加氢处理）

加氢精制能有效地使原料中的硫、氮、氧等非烃化合物氢解，使烯烃、芳烃选择性加氢饱和，并能脱除金属和沥青等杂质，具有处理原料范围广、液体收率高、产品质量好等优点，是炼厂中最普遍使用的精制工艺。

由于含硫原油加工量愈来愈大，环境保护法规对油品质量要求和环境污染控制越来越严，加氢精制过程得到飞速发展，不仅汽、煤、柴等轻质油品需要进行加氢精制，对从含硫原油得到的催化裂化原料，也要经过加氢处理，以改善裂化产品的分布和减少SO₂向大气排放。

加氢精制工艺通常采用一段加氢技术，根据原料不同，采用相应的催化剂和操作条件，工艺流程基本与一段加氢裂化工艺流程相似。

10、催化重整

催化重整是以C₆~C₁₁石脑油馏分为原料，在一定操作条件和催化剂的作用下，使烃分子发生重新排列，使环烷和烷烃转化成芳烃和异构烷烃并副产氢气的工艺过程，也可以说是一个石脑油改质的过程。

催化重整是炼油厂生产高辛烷值汽油，芳烃和氢气的主要工艺过程，在炼厂中占有十分重要的地位，对清洁汽油的生产，具有无法替代的作用。

进入重整反应器的原料，必须有合适的馏分并去除对催化剂有害的杂质。因此石脑油馏分必须进行预处理。预处理一般包括预分馏和预加氢两部分，对含砷高的原料油，还包括预脱砷。在预分馏部分，要切去原料中的轻、重组分，使进入重整反应器的原料按目的产品的不同符合馏程；预加氢的作用是除去原料中的硫、氮、氧等杂质，经过预加氢后，进入重整反应器原料的杂质含量应小于下列指标：氮0.5 ppm；硫0.5 ppm；砷1 ppb；铅、铜20 ppb；水5 ppm；氯1 ppm。

催化重整的工艺方法很多，按催化剂再生方法的不同：

半再生式重整——反应器为固定床，一般设置3～4个反应器，每个反应器前有加热炉以保证反应温度，催化剂失活后，必须停工再生。

连续再生式重整——可在不停工情况下对催化剂进行连续再生。因此使催化剂经常保持高的活性，使重整操作达到最佳操作状况。UOP公司与IFP Axens公司均发展了连续再生式重整工艺。除反应器的布置前者为重叠式，后者为并列式外，其它均相类似，二者均已发展到第三代技术，主要的改进在降低操作压力，改进再生工艺和催化剂输送系统。

11、延迟焦化

延迟焦化是一种石油二次加工技术，以贫氢的重质油为原料，在高温（约500℃）进行深度的热裂化和缩合反应，生产富气、粗汽油、柴油、蜡油和焦炭的技术。

延迟焦化技术在平衡炼油厂渣油和提高轻油收率等方面具有得天独厚的优势。目前可供选用的渣油转化工艺有多种，其中延迟焦化作为一种成熟的重油热加工方法，无论在投资、操作费用，还是在技术可靠程度、原料适应性和原料转化深度方面都可圈可点，因此国内外炼油企业都把延迟焦化工艺作为重油加工的重要手段。

延迟焦化原料可以是重油、渣油、甚至是沥青。延迟焦化产物分为气体、汽油、柴油、蜡油和焦炭。对于国产渣油，其气体收率为7.0～10%，粗汽油收率为8.2～16.0%，柴油收率为22.0～28.66%，蜡油收率为23.0～33.0%，焦炭收率为15.0～24.6%，外甩油为1～3.0%。焦化汽油和焦化柴油是延迟焦化的主要产品，但其质量较差。焦化汽油的辛烷值很低，一般为51～64（MON），柴油的十六烷值较高，一般为50～58。但两种油品的烯烃含量高，硫、氮、氧等杂质含量高，安定性差，只能作半成品或中间产品，经过精制处理后，才能作为汽油和柴油的调和组分。焦化蜡油由于硫、氮化合物、胶质、残炭等含量高，是二次加工的劣质蜡油，通常掺炼到催化或加氢裂化作为原料。石油焦是延迟焦化过程的重要产品之一，根据质量不同可用做电极、冶金及燃料等。焦化气体经脱硫处理后可作为制氢原料或送燃料管网做燃料使用。

12、轻烃芳构化技术

1）直馏石脑油芳构化改质生产高辛烷值汽油调和组分；

由于直馏石脑油芳构化改质的汽油收率远低于直馏石脑油进催化重整的汽油收率，因此直馏石脑油芳构化改质技术仅仅适用于没有催化重整装置的炼油企业。

2）液化石油气芳构化生产高辛烷值汽油调合组分

液化石油气芳构化生产高辛烷值汽油调合组分技术目前应用较多，尤其是我国地方炼化企业应用较为普遍。

该技术加工处理液化石油气，主要由反应部分组成，反应部分设置一台加热炉和四台反应器。其中，四台反应器分为两组，当一组反应器内催化剂失活后，切出该组反应器，启用再生系统，对失活催化剂进行烧焦再生；同时投入另一组反应器，实现该装置连续生产为控制反应过程中升温在反应器中部设有冷液化气注入流程。

根据厂方的要求，该装置在流程上还考虑了加工直馏汽油的方案，以满足对不同原料的生产要求。

三、石化化工

1、正丁烯异构技术

1）预处理

预处理的目的是脱出原料中的金属离子，而加氢则对原料碳四进行选择性加氢反应，目的是脱除原料碳四中的丁二烯，避免丁二烯对后续反应带来的影响。该反应采用绝热固定床反应器，碳四原料升压升温后，从反应器底部进入，在催化剂的作用下进行以丁二烯加氢生成1-丁烯为主的反应。

其反应方程式为：

CH₂=CHCH=CH₂ +H₂ → 2CH₂=CHCH₂CH₃

2）萃取

萃取是根据加氢得到的C₄中的烯烃和烷烃在溶剂中的溶解度不同来进行萃取分离。萃取溶剂为乙腈，分离出的丁烯去异构化单元，丁烷去芳构化单元。

3）异构化

异构化是将加氢后得到的1-丁烯异构成异构丁烯，其反应式如下：

CH₂=CHCH₂CH₃ → CH=C(CH₃)₂

2、制高纯度异丁烯技术

1）TBA水解法生产高纯度异丁烯。

TBA水解法运营成本低，采用催化精馏反应工艺，TBA进料位置位于催化剂床层下段，脱水反应的汽液两相同时采出，这样可降低液相中异丁烯含量，避免发生异丁烯二聚和三聚反应；操作压力为0.17MPa(G)，操作温度为30℃，TBA转化率超过90%，异丁烯产品纯度达99.97%。

2）MTBE裂解制高纯度异丁烯技术

异丁烯产品纯度高达99.97%，产品质量高且有保证；装置操作弹性大且装置连续运行时间长；催化剂寿命长且使用方便。

主要技术指标：MTBE转化率>99.5%，异丁烯选择性>99.5%，甲醇选择性>99.5%，MTBE原料单耗：1.65tMTBE/t异丁烯。

3、HPPO环氧丙烷

过氧化氢直接氧化法（HPPO法）是由过氧化氢（H2O2）催化环氧化丙烯制环氧丙烷的新工艺，该工艺采用列管式反应器，多组并联，反应在低温、中压的条件下进行，以甲醇为溶剂，丙烯和浓度为50%wt的双氧水从反应器底部进料，在高效钛硅分子筛催化剂表面发生反应，反应过程生成环氧丙烷以及少量的副产物和水，过量的丙烯及甲醇回收后进行循环利用。

该工艺流程简单，反应具有较高的转化率和选择性，双氧水转化率在98%以上，环氧丙烷产品收率在92%以上，具有产品收率高、绿色环�：屯蹲食杀镜偷扔诺�，该工艺已成功进行工业化应用，是环氧丙烷生产技术的发展趋势。

4、高档润滑油基础油生产技术

全氢法生产高档润滑油基础油工艺技术和配套催化剂生产技术，其核心异构脱蜡催化剂制备技术，属国内首创、具有自主知识产权，成功工业应用，达到世界先进水平。适用于加工高硫、高氮含蜡原料和低硫、低氮加氢裂化尾油及费托合成油原料。根据原料性质的差别，采用加氢处理、异构脱蜡-补充精制两段工艺和异构脱蜡-补充精制的串联工艺。具有原料适应性强、工艺流程灵活等特点，可以生产满足APIⅡ类和Ⅲ类要求的高档润滑油基础油。

生产的高档润滑油基础油产品具有低硫、低氮、低芳烃含量、优良的热安定性和氧化安定性、较低的挥发度、优异的粘温性能和良好的添加剂感受性等优点，可以满足现代高档润滑油对基础油的要求。年处理量10万吨装置效益可达3000~5000万元。

开发的高档润滑油基础油生产技术及配套催化剂已先后推广在多套润滑油加氢装置应用，技术成熟可靠，有很好的推广应用前景。

5、系列清洁溶剂油生产技术

利用清洁溶剂油加氢技术和高效的加氢催化剂，可以加工石蜡基、中间基、环烷基、费托合成油和乙烯裂解C₉等原料，生产低芳脂肪族、正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳烃溶剂油等清洁溶剂油产品，并已实现工业应用。加氢生产低芳溶剂油技术已经形成系列化，溶剂油生产厂家可根据原料的来源、经济实力和产品的需求，选择合适的工艺过程及配套催化剂，生产清洁溶剂油。清洁溶剂油产品质量优良，达到国外同类产品先进水平。

可以生产硫、氮含量小于1.0?g/g、赛氏颜色+30、芳烃含量小于0.1%的系列溶剂油产品，也可以生产硫、氮含量小于1.0?g/g、赛氏颜色+30、芳烃含量大于90%的清洁芳烃溶剂油产品。广泛应用于食品加工、印刷油墨、皮革、医药、农药、化妆品、香料、橡胶、化工聚合以及清洗等领域。年处理量10万吨装置效益可达2000~4000万元。

技术成熟可靠，有很好的推广应用前景。

6、绿色橡胶填充油产品生产技术

加氢处理—溶剂抽提组合工艺生产“绿色”环保芳烃橡胶油技术，通过催化剂的优选及工艺条件的匹配，选择性地脱除原料中的多环芳烃，尽量保留与橡胶相容性好的单环芳烃及双环芳烃。该工艺在环保芳烃橡胶油产品收率、原料适应性以及操作灵活性上均有明显优势。

生产的“绿色”环保橡胶填充油PCA＜3%，苯并芘小于1μg/g，8种稠环芳烃之和小于10μg/g，CA值15%~25%，运动粘度（100℃）15-20 mm²/s，能够满足欧盟对芳烃橡胶油的指令要求。

“绿色”环保橡胶填充油生产技术已完成实验室小试和中试研究，具备工业应用条件。

7、芳烃抽提技术

工业上通常采用液液抽提工艺或抽提蒸馏工艺，对芳烃和非芳烃进行分离制取混合芳烃，再通过分馏分离制取苯、甲苯和二甲苯产品。

芳烃液液抽提是一种物理分离过程，其原理是利用芳烃和非芳烃在溶剂中溶解度的不同，选择一种或多种混合溶剂，采用萃取的原理将芳烃溶解于此溶剂中形成富含芳烃的富溶剂，然后再将富溶剂进行蒸馏得到混合芳烃，从而实现了芳烃和非芳烃的分离。环丁砜抽提法是目前成熟应用的工业方法，适合于芳烃含量≤70wt% 的原料，适宜于处理宽馏分原料，芳烃收率高，但工艺流程复杂，投资大，能耗、物耗高。

芳烃抽提蒸馏工艺是利用溶剂对烃类各组分相对挥发度影响的不同，通过萃取精馏工艺，从窄馏分原料中直接提取高纯度芳烃或芳烃混合物的过程。目前工业应用最多的是基于环丁砜溶剂的抽提蒸馏工艺，适合于芳烃含量≥70wt%的窄馏分原料，流程简单，投资�。芎�、物耗低，但芳烃收率略低。

两种工艺具有优势互补性，在大规模处理高芳烃原料时，可采用抽提蒸馏-液液抽提组合工艺，具有能耗物耗低、芳烃回收率的优势。采用组合工艺进行芳烃抽提扩能改造，只需新建一套流程简单的抽提蒸馏单元，可节省投资，缩短工期，且改造期间不影响原抽提装置的正常生产，改造方案极具竞争力。

胜帮在芳烃抽提技术上实力雄厚，工程经验丰富，完成了多套芳烃抽提或抽提蒸馏装置的新建、扩建改造工作。

8、丙烷氨氧化制丙烯腈技术

世界丙烯腈的生产能力稳步增长，市场前景广阔。近年来，由于烯烃价格逐渐走高，烯烃与烷烃间存在较大的价格差，并且烷烃资源又极为丰富，因此用丙烷代替丙烯作原料来生产丙烯腈逐渐引起了人们的重视。

我公司长期对丙烯腈生产技术进行开发，形成了自己的技术特点，开发出丙烷氨氧化制丙烯腈催化剂。该工艺为丙烷直接氨氧化技术，采用CCG-I第一代催化剂，丙烯腈选择性和时空收率高，可以节约催化剂的使用成本。另外该工艺采用流化床反应器，无需添加水蒸汽，可以采用丙烷、氨气和纯氧/空气分别进料，避免在混合时形成爆炸性混合物。同时采用流化床反应器，可以及时取出反应放出的热量，移走的反应热产生蒸汽，用于预热原料，还可用作空气压缩机和制冷机的动力，合理利用能量，降低生产成本。副产物采用成熟完善的回收技术进行回收利用，有效提高项目综合经济性。

四、节能环保

1、酸性水汽提

国内普遍应用的单塔加压侧线抽出汽提、双塔加压汽提及单塔常压汽提：

a）单塔加压侧线抽出汽提工艺

单塔加压汽提侧线抽氨工艺指在0.5MPa压力下采用单塔处理酸性水，侧线抽出富氨气并进一步精制回收液氨。原料酸性水经脱气除油后，分冷热进料分别进入汽提塔的顶部和中上部，塔底用1.0MPa蒸汽加热汽提，塔底净化水冷却后送至上游装置回用；塔顶酸性气排至硫磺回收装置回收硫磺，富氨气自塔中部抽出，经三级分凝后进行精制回收。该工艺流程简单，蒸汽耗量低，对酸性水中硫化氢及氨浓度有一定的适应性，副产氨气质量可以达到国标合格品标准。该工艺适于酸性水汽提装置处理量较大，对于副产氨有生产需求的工厂或有出路的工厂采用。

b）双塔加压汽提工艺

双塔加压汽提工艺是在加压状态下，采用双塔分别汽提酸性水中的H₂S和NH₃。原料酸性水经脱气除油后，首先进入硫化氢汽提塔，在0.5MPa压力下，塔底用1.0MPa蒸汽加热汽提，塔顶酸性气送至硫磺回收装置回收硫磺，塔底含氨污水送至氨汽提塔处理。在0.25MPa压力下，氨汽提塔塔底用1.0MPa蒸汽加热汽提，塔底净化水冷却后送至上游装置回用，塔顶富氨气经两级分凝后进一步精制回收副产品液氨。该工艺流程稍复杂，蒸汽耗量较高，投资及占地较大，但可以处理硫化氢及氨浓度都很高的酸性水，其副产氨气质量可以达到国标合格品标准。该工艺适于酸性水汽提装置处理量较大，硫化氢及氨浓度都很高，副产氨厂内可回用或有出路的工厂采用。

c）单塔常压汽提工艺

单塔常压汽提工艺是在0.1MPa压力下单塔处理酸性水，硫化氢及氨同时被汽提，酸性气为硫化氢及氨的混合气。原料酸性水经脱气除油后，进入汽提塔的顶部，塔底用1.0MPa蒸汽加热汽提，酸性水中的硫化氢、氨同时被汽提，自塔顶经冷凝、分液后，酸性气送至硫磺回收装置回收硫磺，塔底即得到合格的净化水。该工艺流程最简单，蒸汽耗量较低，投资及占地最�。视诖砹拷闲』虿换厥瞻钡墓こР捎�。

2、氨回收

目前国内氨精制回收的工艺主要有：浓氨水循环洗涤法、浓氨水洗涤－吸附法、结晶－吸附法以及洗涤－结晶－吸附－精脱硫的联合氨精制工艺。

浓氨水循环洗涤法的具有脱硫容量大、设备少、工艺流程简单、操作简单等优点，但由于该工艺存在相平衡和化学平衡，故不能得到硫化氢含量较低的液氨产品。在夏季高温期间，洗涤塔循环泵极易抽空，影响精制效果。

浓氨水循环洗涤－吸附法是在浓氨水循环洗涤工艺后再增加一个吸附塔，以活性炭或氧化铝作吸附剂，除去其中的硫化氢、水和油。此法氨质量有明显改善，但吸附剂负荷大，再生频繁；而且吸附床层易板结，影响正常生产。

结晶－吸附法是利用一定条件下NH₄HS和(NH₄)₂S直接由气态变成固态的性质，将含有硫化氢的气按通入装有液氨的结晶塔内，进行低温结晶脱硫，脱硫后的气氨在经吸附剂进一步吸附脱硫后进入氨压机增压冷凝后得到液氨。

洗涤－结晶－吸附－精脱硫法是氨水循环洗涤与结晶－吸附两种工艺的结合使用。结合了各工艺的优点，具有以下特点：

a. 该工艺技术具有脱硫效率高，操作抗波动能力强，长期运行费用低等优点。

b. 采用气氨压缩制取液氨，能耗低，操作简单。

c. 脱硫剂采用氨气脱硫专用脱硫剂，脱硫效率高。

3、硫磺回收

硫磺回收装置为全厂配套的环保设施，目的是在满足环保要求的前提下，对再生酸性气和汽提酸性气进行处理，回收化工产品硫磺，做到化害为利，综合利用。

满足《石油炼制工业污染物排放要求》，同时考虑能够灵活适应加工原油硫含量变化的多样性及工厂不同的操作工况是硫磺回收装置工艺技术路线选择的基本出发点。

a）Claus硫回收采用部分燃烧两级转化Claus工艺，过程气采用自产中压蒸汽加热。

b）尾气处理采用国内成熟的还原-吸收工艺。

c）尾气焚烧采用热焚烧工艺。

d）液硫脱气采用空气汽提-催化氧化技术。

e）液硫成型采用国内成熟的钢带造粒机+全自动包装码垛机。

f）溶剂再生采用两段吸收+两段再生+顶循环回流工艺。

该技术成熟可靠，有很好的推广应用前景。

4、酚氨污水处理

煤化工酚氨废水水质污染严重，废水中COD、苯酚和氨氮含量均较高，属于高浓度有毒难降解有机工业废水，此类废水处理工艺主要由“预处理+生化处理+深度处理”三部分组成。预处理工艺可采用隔油和气浮法对废水进行除油，混凝沉淀去除悬浮物和部分污染物，汽提和萃取工艺回收废水中的酚氨，从而使得废水达到可生化水平，生化处理可采用A/O、SBR、EGSB等工艺利用微生物作用去除废水中的大部分有机污染物和氨氮，最终结合深度处理工艺，如BAF、高级氧化、过滤吸附等技术保证出水水质，达到中水回用水平，从而实现废水处理 “零排放”。

5、高盐污水处理

高盐污水汇集了除盐水系统浓盐水、循环水系统排污水、锅炉排水以及回用水处理系统排水等浓水，其处理过程一般主要经历浓盐水浓缩处理和浓缩后的高浓盐水蒸发处理两个阶段。浓盐水浓缩处理采用膜浓缩处理工艺，利用超滤膜、微滤膜、反渗透膜、振动膜等技术使溶液中的水选择性透过膜实现出水回用，经过膜浓缩后的高浓盐水再利用蒸发塘、多效蒸发，MVR等蒸发结晶技术对出水进行回用，同时可对结晶盐进行回收处理。

6、烟气脱硫脱硝

烟气脱硫脱硝技术主要分为烟气脱硫技术、烟气脱硝技术和烟气脱硫脱硝一体化技术。烟气脱硫技术主要包括石灰石-石膏法湿法脱硫、循环流化床干法脱硫、氨法脱硫等工艺；烟气脱硝工艺主要包括选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、混合SNCR-SCR等工艺，脱硫脱硝一体化技术主要包括活性焦联合吸附再生、氧化吸收法、催化还原法等。

7、废气焚烧技术

废气焚烧技术可分为直接燃烧、热力燃烧和催化燃烧，当废气中有机物浓度较高时，废气可当作燃料来燃烧直接燃烧；当废气中有机物浓度较低，即所处理的废气中可燃物的浓度较低，则必须借辅助燃料来进行热力燃烧，催化燃烧则是利用催化剂的催化作用降低氧化反应温度和提高反应速率。废气焚烧炉分为直燃式和蓄热式两大类，主要由燃烧室、废气预热区、热量回收热交换器、排烟烟囟构成，有毒有害废气经高温燃烧破坏，使有机物分解成二氧化碳和水，实现烟气达标排放及燃烧热能的回收利用。

8、废水焚烧技术

废水焚烧技术主要包括预处理、高温焚烧、余热回收及烟气处理等过程。高热值的有机废水可以直接通入焚烧炉并依靠自身热量维持燃烧；低热值废水则需要向炉内添加辅助燃料帮助焚烧，蒸发、气提、冷却结晶等预处理工艺不仅可以提高废水的热值，同时可以起到除盐的功能，防止废水中的盐对焚烧炉进行腐蚀。废水在焚烧炉的燃烧室内通过焚烧，即“高温热氧化”过程，破坏废水中各种有害物质的分子结构，把废水氧化成CO₂和H₂O等无害物质，同时通过工艺控制最大程度的减少了NO_x、SO₂等有害污染物，最终安全达标排放。

9、工业闭式循环水

闭式循环冷却水系统以软水代替传统的工业循环冷却水，以节能型水膜式空冷器代替凉水塔。软水充当冷却水，吸收工艺换热设备热量，升高温度后，进入节能型水膜式空冷器(简称空冷器)管内，被管外的空气和喷淋水吸收热量，降温后由循环水泵加压，至工艺换热设备。软水在闭式循环系统中循环使用，不与外界空气接触，完成吸热和放热的热量传递过程。因采用闭式循环，软水质量稳定，基本不损耗，仅需补充因系统设备跑冒滴漏而损失的少量软水。

闭式循环冷却系统中设置少量喷淋水，在气温较高时使用，以确保工艺所要求的冷却水温度指标。

相比于传统的开式工业循环冷却水系统，闭式循环水系统具有冷却水温度稳定、可提高工艺换热设备传热效率和使用寿命、节省电耗和水耗、排污量小、设备占地面小、维护简单、运转费用低等特点。

10、热泵节能技术

热泵是一种制热设备，该装置以消耗少量电能或燃料能为代价，能将大量无用的低温热能变为有用的高温热能。与锅炉、电加热器等制热装置相比，热泵的突出特点是消耗少量电能或燃料能，即可获得大量的所需热能。

目前，化工行业中许多的低温热源没法利用或者难以利用，采用热泵技术，在一定程度上可实现这部分低温热源的充分且经济利用，节能降耗。例如，蒸发浓缩、蒸馏等过程中需要大量的热能，同时又产生具有很高焓值的二次蒸气，此时可利用热泵，在热泵蒸发器中循环工质吸收二次蒸气中所蕴含的热能，经压缩机升温后到热泵冷凝器中冷凝放热满足料液蒸发或蒸馏过程的需要。

11、余热回收

余热回收包括冷凝水、工厂乏汽及锅炉烟气等余热的利用。

凝结水及工厂乏汽余热回收技术具有以下特点：余热回收利用率高，正常工况下，可实现100%的乏汽及凝结水的回收；安全可靠性高；确保原生产装置稳定、正常运行；系统全自动只能运行，实现无人值守管理，不增加任何操作，正常不需要进行调正，全自动运行；维护工作量�。换厥辗桨干杓屏榛�，可实现多个排汽点共用一套回收装置；安装简单。

烟气余热回收技术特点：1）能量回收充分，产汽量更大，可实现了能量的阶梯回收，相比传统余热回收装置寿命更长，设备更耐久；2)自动化程度高，无需过多人为介入操作，一旦设备开车，仅需要定期巡检；3)系统可靠。

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